Расчет равнопрочной обсадной колонны

Ранее было показано, что обсадная колонна нефтяных, и газовых скважин подвержена воздействию внутренних и наружных давлений, а также растягивающим нагрузкам. В связи с этим она рассчитывается на смятие, разрыв, страгивания. В зависимости от геологических особенностей месторождений наблюдается следующие основные типы схемы работы скважин.

Рис. 6.1. Схемы уровней в. нефтяных (а, б, в); газовых (г) и жидкостных - (д) скважинах.

Расчет обсадных колонн производится с учетом максимальных значений избыточных наружных и внутренних давлений, а также осевых нагрузок. В общем виде избыточные наружные и внутренние давления представляют разность между наружными и внутренними давлениями, определенные для одного и того же момента времени:

,

.

Внутреннее давление

- внутреннее давление определяют, для процессов, в течение которых оно достигает максимальных и минимальных значений (испытание на герметичность, опробование, эксплуатация и ремонт скважин).

Внутреннее давление достигает максимального значения в период ввода скважины в эксплуатацию (при закрытом устье) или при нагнетании в скважины жидкостей для интенсификации добычи, а также при ее испытании на герметичность.

Минимальные; значения внутренних давлений обычно имеют место при окончании эксплуатации скважин, для случая полного замещения жидкости в скважине пластовым флюидом, для процесса испытания колонн на герметичность снижением уровня.

Внутреннее давление определяют следующим образом:

- в период ввода в эксплуатацию при закрытом устье, (риc. 6.1.a Р_у > 0)

при

Если давление насыщения нефти газом меньше рабочего давления на устье скважины при его закрытии, то в расчете учитывается значение для пластовых условий.

- плотность жидкости в колонне.

а) При окончании эксплуатации или при испытании на герметичность методом снижения уровня:

при

при

В газовых скважинах, в период ввода в эксплуатацию (рис. 6.1. , H = L)

при

где: - удельный вес газа по воздуху;

m - коэффициент сжимаемости газа;

Т - температура.

Расчет можно произвести и следующим образом:

б) По окончании эксплуатации за внутреннее давление принимают наименьшее устьевое () и забойное давление () и распределение считают линейным:

(3)

В газонефтяных и газовых скважинах (рис 3.д)

(4)

при (5)

Следует учитывать, что внутреннее давление во всех случаях имеет линейный характер распределения. В газовых скважинах с L £ 1000 м и
МПа и при МПа при любом L внутреннее давление по всей глубине скважины следует принимать равным пластовому. В газонефтяных при
Н = 1000 м и МПа, а также при МПа и любых Н давление на участке от устья до Н можно принимать постоянным и равным .

Наружное давление.

Наружное давление определяют для тех же процессов, что и внутреннее давление.

В незацементированном участке ;

(6)

В зацементированном участке после ОЗЦ .наружное давление в интервале, закрепленном предыдущей колонной, определяют по давлению составного столба воды с g_г.с. = 1,1 × 10 н/м³ по высоте цементного кольца:

при (7)

В зацементированной зоне открытого ствола наружное давление на колонну после ОЗЦ определяют с учетом пластового давления.

В интервале пластов с известным пластовым давлением:

(8)

Для пластов мощностью до. 200 м пластовое давление определяют для середины пласта:

,(9)

где: Р_кр - пластовое давление на кровле пласта, МПа;

Р_под - пластовое давление на подошве пласта, МПа.

При: наличии одного флюидосодержащего пласта распределение давления на участкесчитается линейным от до и определяется по формуле:

при (10)

где: S₁ - расстояние от устья до середины ближайшей к башмаку промежуточной колонны пласта с пластовым давлением

, определяем по формуле (9)

, определяют по формуле (7) при.

При наличии двух и более пластов распределение давления между ними рассчитывают по формуле:

(11)

при , где i = 2, 3…

В пластах мощностью более 200 м наружное давление в интервале пласта распределяется между кровлей и подошвой по линейной закономерности.

Расчет наружного давления в интервале залегания пород, склонных к текучести, производят по горному давлению:

(12)

Расчет по формулам. (8 и 12) производят для интервала, равного мощности пласта, увеличенной на 100 м (по 50 м выше кровли и ниже подошвы пласта).

Наружное давление по всей длине колонны, рассчитанное с учетом давления составного столба бурового и тампонажного растворов определяют на момент конца продавливания тампонажного раствора по формулам:

при (13)

при (14)

Во всех случаях наружное давление не может быть меньше гидростатического давления столба воды с удельным весом

.

Наружное давление в газовых, газонефтяных скважинах определяют аналогично.